El petróleo y el gas natural. Situación actual y perspectivas

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1 FUNDACIÓN PARA ESTUDIOS SOBRE LA ENERGÍA El petróleo y el gas natural. Situación actual y perspectivas

2 FUNDACIÓN PARA ESTUDIOS SOBRE LA ENERGÍA El petróleo y el gas natural. Situación actual y perspectivas

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4 El petróleo y el gas natural. Situación actual y perspectivas Índice general Prólogo Resumen ejecutivo Introducción Evolución histórica de las industrias del petróleo y del gas natural Evolución histórica de las reservas, producción y consumo mundiales de petróleo Evolución histórica de las reservas, producción y consumo mundiales de gas natural Evolución del consumo de petróleo y gas natural en España Exploración y producción de hidrocarburos. Estado actual de la tecnología Origen de los hidrocarburos Geología del petróleo La exploración de hidrocarburos La producción de hidrocarburos Economía de la exploración y producción El petróleo. Situación actual Características del petróleo y de los productos petrolíferos Aplicaciones del petróleo Transporte del petróleo Refino del petróleo Transporte y distribución de productos petrolíferos Economía de la cadena del petróleo

5 Índice general El gas natural. Situación actual Introducción Características del gas natural Aplicaciones del gas natural La cadena del gas Almacenamientos subterráneos El gas natural y el medio ambiente La economía del gas natural El futuro del petróleo Previsiones de producción, consumo y reservas Tendencias de las tecnologías de exploración y producción La producción y las reservas de petróleo Petróleo no convencional Biocarburantes El futuro del refino El futuro del gas natural Previsiones de reservas, producción y consumo Gas natural no convencional Aplicaciones futuras Nuevas tecnologías de almacenamiento y transporte Conclusiones Anexo. Unidades y equivalencias Bibliografía y documentos de referencia

6 El petróleo y el gas natural. Situación actual y perspectivas Prólogo El petróleo y el gas natural. Situación actual y perspectivas Con el impulso del rector de la Universidad Politécnica de Madrid y de los directores de las escuelas de Minas e Industriales de esta Universidad, se creó la Fundación para Estudios sobre la Energía, con la participación de las diferentes escuelas de Ingenieros relacionadas con la energía y de tres organismos de la Administración del Estado, el Ciemat, el IDAE y la Comisión Nacional de la Energía. La Fundación pretende desempeñar un papel de ayuda a la Administración para tomar las medidas que parezcan adecuadas y a la opinión pública para que las exija y las acepte. La problemática energética necesita, en efecto, cada vez mas estudios y opiniones que permitan fundamentar las decisiones políticas y empresariales. Una vez más la Fundación para Estudios sobre la Energía se complace en ofrecer una síntesis de lo que se sabe acerca del futuro del petróleo y el gas natural. Como en el caso del carbón, de los residuos radiactivos, ó de la energía nuclear, se expone en este libro lo que piensan expertos independientes de cómo evolucionarán las cantidades disponibles de petróleo y gas en las próximas décadas, con sus costes previsibles. El estudio afirma, en cuanto al petróleo se refiere, que hay reservas convencionales para un largo periodo. Sin embargo, al estar gran parte de estas reservas en pocos países con políticas a menudo impredecibles no es seguro que se pongan en producción cuando se necesiten. La aportación del petróleo no convencional aunque posible (el caso de las arenas bituminosas de Canadá es el más probable) no será elevada a corto plazo por los altos costes y la volatilidad de los precios que preocupa a los inversores que tendrían que ponerlo en producción. Respecto del gas natural, las reservas convencionales son mayores que las de petróleo comparadas con el consumo y las no convencionales son ya competitivas, 5

7 El petróleo y el gas natural. Situación actual y perspectivas como lo demuestra que en 2008, en Estados Unidos, aportaron el 46 % de la producción. Por ello, no es previsible un estrangulamiento de la oferta. Existe el riesgo, en cambio, de que aparezcan dificultades políticas en el transporte por gasoducto, lo que promoverá el desarrollo del gas natural licuado cuya logística carece de la rigidez del transporte por tubería. El estudio ha sido realizado por un equipo dirigido por José Luis Díaz Fernández, (Ingeniero de Minas, Catedrático de la UPM) cuyo prestigio en este tema está fuera de duda. El equipo ha estado formado por: Florencio Castillo Herrador, Ingeniero de Minas. Luis Gorospe Rodríguez del Castillo, Ingeniero Industrial. Ignacio Martínez Díaz, Ingeniero de Caminos. Francisco Moreno Martínez, Licenciado en Ciencias Químicas. Jesús Sánchez Caba, Doctor en Ciencias Químicas. El trabajo ha sido financiado por UNIÓN FENOSA, ENAGAS, ENDESA Y COMISIÓN NACIONAL DE LA ENERGÍA, que no han participado en su elaboración. Se trata, en resumen, de aportar datos e ideas que nos parecen objetivos y que condicionarán el futuro del uso de los hidrocarburos, tanto en el transporte donde ahora son imprescindibles, como en la generación de electricidad, la industria y el sector domestico comercial. Es necesario que un problema tan trascendente para nuestro bienestar sea conocido por el público no especialista y por los decididores. Juan Manuel Kindelan Vicepresidente Ejecutivo de la Fundación para Estudios sobre la Energía 6

8 Resumen Ejecutivo. El petróleo y el gas natural. Situación actual y perspectivas

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10 Resumen ejecutivo Resumen Ejecutivo El petróleo y el gas natural. Situación actual y perspectivas 1. Las reservas de petróleo y gas natural 1.1 Las reservas mundiales de petróleo Las reservas mundiales de petróleo han crecido de un modo sostenido a pesar del aumento de la producción. El cuadro 1 muestra la evolución de las reservas y de la producción mundiales entre los años 1988 y En 20 años las reservas de petróleo han aumentado en 260 Gb después de haber producido en este periodo del orden de 524 Gb, lo que totaliza 784 Gb que se han sumado a los 998 Gb iniciales (el 80 %). Los nuevos descubrimientos han sido inferiores a la producción a partir de 1980 (figura 1), habiendo disminuido desde un promedio de 56 Gb/a en la década de los 60 del pasado siglo hasta 12 Gb/a en la década de los 90, y aumentado hasta 17 Gb/a en la presente década por los nuevos descubrimientos en aguas profundas. La producción ha crecido continuamente desde 11 Gb/a en la década de los 60 hasta 30 Gb/a en la actualidad. Cuadro 1. Variación de las reservas de petróleo entre 1988 y Diferencia Reservas (Gb) Producción (Gb) 22,6 29,8 7,2 Relación R/P Reservas 2008 = Reservas Nuevas reservas - Producción Figura 1. Evolución de los descubrimientos y de la producción de petróleo. Fuente: World Energy Outlook,

11 El petróleo y el gas natural. Situación actual y perspectivas Cuadro 2. Reservas, producción y consumo en 2008 Unidad Gb Reservas Producción R/P Consumo Estados Unidos y Canadá 59 3,6 16 7,9 Iberoamérica 135 3,6 38 2,9 Europa (excluida antigua URSS) 14 1,7 8 5,9 Antigua URSS 128 4,7 27 1,5 Oriente Medio 754 9,6 79 2,3 África 126 3,8 33 1,1 Asia-Pacífico 42 2,9 15 9,2 Total , ,8 Unión Europea 6 0,8 8 5,4 OCDE 89 6, ,2 OPEP ,4 71 Fuente: BP Statistical Revie 2009 El aumento de las reservas recuperables ha sido debido a revisiones de las reservas de yacimientos conocidos y al incremento del factor de recuperación, es decir, del porcentaje del petróleo in situ recuperable. Es posible que no todas las reservas recuperables hayan sido auditadas, por lo que existiría alguna incertidumbre respecto de la veracidad de las mismas, que podrían estar sobredimensionadas en ciertos países de la OPEP cuyas cuotas de producción están relacionadas con las reservas. En sentido contrario llama la atención que las reservas recuperables de Méjico hayan pasado de 53 Gb en 1988 a 11,9 Gb en 2008, es decir, se hayan reducido en 41,1 Gb después de haber producido en 20 años del orden de 24 Gb. Por tanto, ha habido una reevaluación a la baja de sus reservas de, al menos, 17 Gb en el supuesto improbable de que no se haya realizado descubrimiento alguno ni aumentado el factor de recuperación. La distribución de estas reservas es muy desigual (cuadro 2). En efecto, el 87 % de las reservas de petróleo convencional se acumulan en los países de la OPEP, la antigua URSS y Méjico. Por el contrario, la UE tiene el 0,5 % de las reservas frente al 18 % del consumo y los países de la OCDE el 7 % de las reservas y el 56 % del consumo. La columna R/P indica los años de duración de las reservas de 2008 (R) a los niveles de producción del mismo año (P). 10

12 Resumen ejecutivo 1.2 Las reservas mundiales de gas natural Las reservas mundiales de gas natural han crecido igualmente de modo sostenido, como muestra el cuadro 3. Las reservas de gas han crecido 75 Tcm en 20 años, después de haber producido en ese periodo del orden de 50 Tcm, lo que totaliza nuevas reservas por un importe de 125 Tcm, equivalentes al 115 % del valor inicial. Cuadro 3. Variación de las reservas de gas natural entre 1988 y Diferencia Reservas, Tcm Producción, bcm Relación R/P Fuente: BP Statistical Revie 2009 Los nuevos descubrimientos de gas natural han superado a la producción hasta el año 2000, pero posteriormente se ha invertido la tendencia. Las reservas de gas natural están también muy desigualmente distribuidas (cuadro 4). El 53 % de las reservas se concentran en la Federación Rusa, Irán y Qatar. La UE tiene unas Cuadro 4. Reservas, producción y consumo en 2008 Reservas Producción R/P Consumo Tcm bcm bcm Estados Unidos y Canadá 8, Iberoamérica 7, Europa 6, Antigua URSS 57, Oriente Medio 75, * 327 África 14, Asia Pacífico 15, Total 185, Unión Europea 2, OCDE 16, Fuente: BP Statical Revie 2009; * Más de 100 años 11

13 El petróleo y el gas natural. Situación actual y perspectivas reservas que representan el 1,6 % del total mientras que su consumo asciende al 16 % y en la OCDE las reservas son el 9,0 % y el consumo el 50 %. Se estima que el 50 % de las reservas totales de gas natural permanecen inutilizables por razones físicas o económicas. Son los denominados stranded gas, que se encuentran en localizaciones remotas y en campos demasiado pequeños para justificar económicamente las inversiones en la cadena logística. 2. La exploración y producción de hidrocarburos La evolución de las geociencias (geología y geofísica) ha permitido un mejor conocimiento de las cuencas sedimentarias especialmente por los progresos de la geofísica sísmica. En la década de los 70 del pasado siglo, los registros sísmicos se obtenían en dos dimensiones (sísmica 2D). En el último cuarto del siglo XX, se progresó extraordinariamente en la detección y tratamiento de las ondas sísmicas producidas por medio de explosivos o vibradores con la ayuda de computadoras más potentes y rápidas y un avanzado softare, capaces de procesar en pocos días, en lugar de meses requeridos anteriormente, una enorme cantidad de datos a partir de los cuales se ha podido construir una imagen tridimensional de las estructuras de una cuenca sedimentaria (sísmica 3D). La mejor definición del modelo geológico y de las potenciales reservas de una zona permite una mejor localización de los sondeos exploratorios incrementando así el factor de éxito de estos, que se ha duplicado en los últimos 30 años. Nuevos desarrollos tanto en la captación como en el tratamiento de los datos permitirán mejorar la imagen de formaciones situadas bajo espesas capas de sal o muy deformadas tectónicamente. La realización de la sísmica 3D en sucesivas etapas del desarrollo de un yacimiento (sísmica 4D), permite conocer el movimiento de los fluidos contenidos en la formación (gas, petróleo y agua), obteniendo así una valiosa información para la mejor explotación del yacimiento y el consiguiente incremento del factor de recuperación. Culminados los trabajos geológicos y geofísicos para la localización de posibles acumulaciones de hidrocarburos, la fase siguiente es el sondeo exploratorio que, en general, constituye el coste más elevado de la exploración. Se han producido grandes avances con la utilización de sistemas mecánicos e hidráulicos de nuevo cuño, que permiten mejorar la eficiencia de la transmisión de energía al trépano e incrementar la eficacia de este en la perforación (motores de fondo, sartas articuladas, tuberías expandibles), así como mejoras en la metalurgia y el diseño de los elementos cortantes y de los fluidos de perforación. A su vez, los progresos 12

14 Resumen ejecutivo realizados en las diagrafías eléctricas obtenidas durante la perforación (sónicas, nucleares y eléctricas), permiten la caracterización petrofísica de las formaciones en tiempo real: litología, porosidad, saturación en hidrocarburos, caracterización de los fluidos encontrados, etc. Todo ello ha dado lugar a una reducción del tiempo de perforación y a una mejora del coste y del control de los sondeos. Otro gran desarrollo tecnológico ha sido la desviación de los sondeos verticales hasta alcanzar la horizontalidad a diferentes profundidades y en varias direcciones a partir de un pozo troncal vertical. Aunque la perforación horizontal es más cara que la vertical, los mayores costes son ampliamente compensados por las mejoras en productividad y los incrementos del factor de recuperación. Los gastos en perforación pueden reducirse perforando sondeos de menor diámetro con la tecnología llamada slim hole drilling. Esta tecnología permite perforar pozos de diámetro que pueden llegar a 4 pulgadas y profundidad hasta m, utilizando torres de perforación de menor tamaño que ocupan menos terreno y consiguiendo reducciones de coste en el entubado, circulación de lodos, cementación y traslados. Los costes de perforación, tanto en exploración como en producción, representan frecuentemente más de la mitad de los costes de desarrollo de un yacimiento, lo que hace esencial su reducción siempre, pero especialmente en periodos de bajo precio del petróleo. Además, esta tecnología tiene ventajas medioambientales. Otra mejora importante es la perforación direccional con la introducción de equipos que permiten el control tridimensional de la dirección de la perforación, mientras la misma se esta realizando. Por último, se está desarrollando la tecnología denominada Extreme Reservoir Contact (ERC), que en pozos horizontales multilaterales permite su control con telemetría inalámbrica. Al desaparecer la limitación por el espacio ocupado por las líneas de control en el pozo troncal, se incrementa el número de sondeos horizontales que se pueden realizar y el drenaje de los yacimientos desde una misma ubicación. En los últimos años esta adquiriendo un gran desarrollo la perforación marina. Desde los pocos metros de profundidad de agua a los que se podía perforar hace varias décadas, se ha pasado a más de m en los sondeos de exploración y más de en los de producción (figura 2). 13

15 El petróleo y el gas natural. Situación actual y perspectivas Figura 2. Evolución de la profundidad de los sondeos marinos de exploración y producción. Fuente: World Energy Outlook 2008 (AIE). Las reservas descubiertas en aguas profundas se evalúan entre 160 y 300 Gb de petróleo convencional, cifras que representan un porcentaje significativo del total de reservas recuperables (1.250 Gb). Para la perforación marina se utilizan los siguientes equipos: a Plataformas Autoelevadoras ( jack-up ) hasta profundidades de 300 m, que están apoyadas por patas en el fondo del mar. a Plataformas Semisumergibles, hasta profundidades de m, ancladas para profundidades menores de m y ubicadas sobre la vertical del sondeo por posicionamiento dinámico en profundidades hasta del orden de m. a Barcos de perforación que pueden trabajar anclados hasta profundidades de unos 200 m o posicionados dinámicamente hasta los m. En la producción de hidrocarburos existen tres etapas: La recuperación primaria en la que el petróleo fluye con la energía propia del yacimiento por empuje del agua ( aterdrive ), del gas ( gas cap drive, solution gas drive ) o por la compactación de los sedimentos ( compaction 14

16 Resumen ejecutivo drive ). La primera es la más efectiva y se da en almacenes uniformes de buena permeabilidad conectados hidráulicamente a un acuífero importante, permitiendo alcanzar factores de recuperación altos, entre el 25 % y el 65 % del petróleo y el 50 % y el 60 % del gas. En el gas cap drive, el gas empuja al petróleo hasta los pozos de producción. Su eficacia es limitada porque la presión del gas declina con cierta rapidez, variando el factor de recuperación entre el 20 % y el 40 %. Es más frecuente la producción por el gas disuelto ( solution gas drive ); al abrirse los pozos, el gas disuelto se expande y empuja al petróleo, pero el factor de recuperación es bajo, entre, el 5 % y el 25 %. La compactación se da en almacenes poco profundos, no bien consolidados, caracterizándose por una caída rápida de la presión. Cuando la energía del yacimiento es insuficiente se requiere el bombeo que puede ser mecánico (bomba vertical colocada en la parte inferior de la tubería, accionada con un balancín) hidráulico, (bomba centrifuga accionada por un motor eléctrico sumergible) o mediante la inyección de gas para reducir el peso de la columna de petróleo ( gas lift ). La recuperación secundaria consiste en mantener la presión del yacimiento mediante la inyección de agua a través de pozos, o la de algún gas que puede ser un hidrocarburo gaseoso o un gas inerte. La figura 3 muestra la producción secundaria de petróleo en un yacimiento en Omán mediante la inyección de agua en los sondeos coloreados en verde y la extracción de petróleo en los sondeos coloreados en rojo. También puede lograrse mediante inyección de CO2 capturado en centrales de generación eléctrica. En Estados Unidos existe ya una red de CO2ductos en operación para la inyección de CO2 en yacimientos de hidrocarburos. La recuperación terciaria o asistida ( Enhance Oil Recovery, EOR) se aplica cuando el yacimiento se encuentra en la etapa final de la recuperación secundaria, si bien se puede emplear desde el principio en los petróleos no convencionales. Los procesos de recuperación más comunes son los térmicos (producción caliente). Se inyecta vapor de agua en sondeos horizontales y se extrae el petróleo y el vapor condensado a través de sondeos horizontales situados del orden de 5 metros por debajo de los anteriores. Puede llegar a alcanzarse una recuperación similar a la obtenida en yacimientos de petróleo ligero con producciones aterdrive. Otras veces el calor se aporta con la combustión in situ mediante la inyección de oxígeno o aire; este sistema es caro y de dificil control. También puede lograrse incrementar el factor de recuperación mediante la inyección de productos químicos que mejoran la movilidad del petróleo, pero son igualmente caros y de dificil 15

17 El petróleo y el gas natural. Situación actual y perspectivas Figura 3. Recuperación secundaria en un yacimiento de Omán. Fuente: A History of Royal Dutch Shell, vol. 3 aplicación. Actualmente la recuperación terciaria representa solamente el 3 % de la producción mundial de petróleo. Las mejoras futuras en la modelización de los yacimientos, los sondeos multilaterales y nuevas técnicas EOR, deberían permitir que dentro de dos o tres décadas, el factor de recuperación promedio se incrementase desde un 35 % en la actualidad hasta el 50 %. Esta evolución no solamente aumentaría en casi un 50 % la recuperación de los yacimientos hoy económicamente rentables, sino que además, posibilitaría el desarrollo de yacimientos hoy no rentables con lo que las reservas recuperables podrían duplicarse. La producción marina en aguas ultraprofundas presenta grandes dificultades por la existencia de zonas sobrepresurizadas en las formaciones geológicas próximas al fondo marino, por las bajas temperaturas que dificultan la bombeabilidad de los fluidos y por las altas presiones que obligan a utilizar equipos muy resistentes. En aguas ultraprofundas, las condiciones de presión y temperatura pueden dar lugar a que el petróleo se congele y el gas forme hidratos de metano 16

18 Resumen ejecutivo que obstruyen las tuberías de producción. Se utilizan técnicas que van desde inyectar productos químicos a calentar la tubería de flujo con una tubería auxiliar. La elevación del petróleo desde la cabeza de pozo submarina hasta la superficie exige el empleo de potentes bombas electrosumergibles que tienen un elevado consumo de energía. La instalación de los equipos submarinos y su mantenimiento se hace por control remoto mediante el empleo de robots o con acceso de personas por medio de cápsulas de servicio especiales. Se estima que el coste de producción en aguas ultraprofundas puede variar entre 36 y 65 $/b 2. Las mejoras tecnológicas realizadas en la exploración anteriormente descritas, han permitido reducir los llamados Finding Cost, es decir la inversión en dólares de 2007 por barril descubierto, desde 17 dólares en 1981 a 7 dólares en Desde este último año los Finding Cost se han incrementado hasta los niveles iniciales debido a que los objetivos son más profundos, las estructuras más complejas y, con frecuencia, están localizados en aguas ultraprofundas. Los costes de desarrollo ( development cost ) varían enormemente desde unos 2 $/b en Oriente Medio hasta más de 20 $/b en aguas ultraprofundas. Estos costes se van reduciendo por la introducción de nuevas tecnologías, el mejor conocimiento de los yacimientos, y, en ocasiones, por el aprovechamiento de instalaciones preexistentes. Así, en el Mar del Norte, los costes de desarrollo bajaron de 20 $/b en 1980 a 6 $/b en Una vez completado un yacimiento de hidrocarburos, el coste de producción de un barril de petróleo ( lifting cost ), varía entre 4 $ en Oriente Medio a unos 10 $ en el Mar del Norte. 3. Hidrocarburos no convencionales 3.1. Petróleo no convencional Se denominan así los crudos que para su extracción, transporte y manipulación industrial requieren tecnologías distintas de las utilizadas en los petróleos convencionales. Tienen varios inconvenientes como son el alto coste de extracción, las dificultades de su transporte, el upgrading y el negativo impacto medioambiental, especialmente por las importantes emisiones de CO2 originadas en todo el proceso. Por orden de viabilidad técnico-económica destacan las arenas bituminosas, los crudos extrapesados y las pizarras bituminosas. El conjunto de las reservas recuperables es del mismo orden, unos Gb, que las de petróleo convencional. 2 World Energy Outlook (AIE). 17

19 El petróleo y el gas natural. Situación actual y perspectivas Las arenas bituminosas Las reservas recuperables se sitúan entre 300 y 650 Gb, el 68 % de las cuales están en Alberta (Canadá). La densidad del bitumen está comprendida entre 8º y 11º API y su contenido en azufre es del orden del 5 % en peso. La producción actual es de 1,2 Mb/d y se espera alcanzar los 5,9 Mb/d en La producción del bitumen puede realizarse extrayendo las arenas mediante minería convencional a cielo abierto o mediante las técnicas de producción caliente con inyección de vapor explicadas anteriormente 3. La producción minera sólo es aplicable cuando el recubrimiento no supera los 50 m. El bitumen se separa de la arena con diferentes técnicas y después se realiza el upgrading. Se espera alcanzar una producción de bitumen en 2030 con técnicas mineras del orden de 1,4 Mb/d. La producción caliente mediante inyección de vapor afecta poco al terreno, requiere menos mano de obra y su factor de recuperación se sitúa en el entorno del 30 %. La relación vapor/bitumen varía de 3 a 4. El upgrading del bitumen se realiza con instalaciones convencionales de coquización e hydrocraking. El consumo de hidrógeno es importante. Los dos sistemas de producción y upgrading son fuertemente consumidores de energía. Actualmente se utiliza en Canadá gas natural como combustible para la producción de vapor, electricidad e hidrógeno. El fuerte consumo de gas natural, con las consiguientes emisiones de CO2 hace que se esté considerando la utilización de energía nuclear o centrales de carbón con secuestro de CO2. Existen numerosos proyectos en fase de estudios de viabilidad o en fase de desarrollo más avanzado para unas reservas recuperables de 30 Gb en 2030, pero hay incertidumbres ligadas a los costes y al impacto medioambiental. Los costes de producción se estiman entre 40 y 80 $/b a los que hay que añadir los derivados del upgrading. Es evidente que las crecientes exigencias medioambientales en Canadá y la volatilidad de los precios del petróleo no constituyen un incentivo para el desarrollo masivo de este petróleo. Sigue siendo necesario un gran esfuerzo tecnológico para superar las limitaciones actuales. 3 Oil Sands Technologies, Alberta Chamber of Ressources. 18

20 Resumen ejecutivo Crudos extrapesados Las reservas recuperables ascienden a unos 400 Gb, el 60 % de las cuales se encuentran en Venezuela. El petróleo está a 50º C y tiene una viscosidad suficiente para que éste fluya de manera natural (producción fría) a través de pozos horizontales. El petróleo, para su transporte, se emulsiona en agua con un agente estabilizante de la emulsión o se fluidifica con un disolvente tipo nafta. El crudo extrapesado puede utilizarse directamente como combustible para la generación de electricidad o someterse a un upgrading similar al realizado con el bitumen en Canadá. Los costes de producción son algo inferiores a los de las arenas bituminosas. La AIE prevé una producción muy reducida de estos petróleos fuera de Venezuela en La producción de este país es incluida por la AIE dentro de los petróleos convencionales Pizarras bituminosas Existen reservas muy importantes de pizarras bituminosas concentradas en gran parte en Estados Unidos. El petróleo se obtiene a partir del kerogeno contenido en las pizarras que se extraen con minería convencional cuando están situadas a poca profundidad. Las pizarras se someten a un proceso de destilaciones en retortas, obteniendo un aceite bruto que se hidrogena para eliminar el azufre y los componentes insaturados. El producto se fracciona en una refinería convencional. El proceso es fuertemente consumidor de energía, del orden del 30 % del petróleo producido y emite entre 0,18 y 0, 25 toneladas de CO2 por barril producido. Los costes pueden alcanzar los 120 $/b sin tener en cuenta la penalidad por las emisiones de CO2. Existe un proceso en fase de demostración consistente en destilar el kerogeno in situ mediante calentadores eléctricos introducidos en pozos verticales. Después de un largo periodo de calentamiento, de dos a tres años, se alcanza una temperatura suficiente para obtener a partir del kerogeno líquidos y gases que se extraen por pozos intercalados entre los anteriores. En Puertollano, a partir de pizarras bituminosas, se produjeron del orden de 1,1 millones de toneladas de petróleo sintético en la década de los 50, pero la producción tuvo que ser abandonada por sus elevados costes. En Estados Unidos, en 1980, 19

21 El petróleo y el gas natural. Situación actual y perspectivas con un precio del petróleo de 110 $ de 2008 por barril, se iniciaron importantes proyectos que tuvieron que paralizarse cuando el precio del petróleo descendió a 20 $ de 2008 por barril en el año 1986 y sucesivos. De todo lo anterior se deduce que los petróleos no convencionales sólo podrán contribuir de manera significativa a la demanda prevista dentro de varias décadas, si se superan barreras tecnológicas que afectan tanto a su extracción como a su manipulación, teniendo además en cuenta que la cadena completa es fuertemente consumidora de energía y emisora de CO El gas natural no convencional Existen reservas muy importantes de gas natural no convencional, principalmente en arenas compactas ( tight gas sands ), en yacimientos de carbón ( coalbed methane o CBM) y en pizarras ( shale gas ). Las reservas recuperables varían ampliamente de una fuente a otra pudiendo aceptarse como razonables las reflejadas en el cuadro 5. Estas reservas equivalen a Cuadro 5. Reservas recuperables de gas no convencional Reservas recuperables más del doble de las reservas convencionales (185 Tcm), y su cuantificación debe aceptarse Arenas compactas 200 Tcm con prudencia dada la heterogeneidad de los almacenes y de Pizarras 180 Tcm los perfiles de producción que Carbón Total 40 Tcm 420 Tcm difieren sensiblemente de los que caracterizan a los gases convencionales. Las reservas más importantes se encuentran en Estados Unidos y Canadá -el 25 %-, que son los países que las han puesto en producción, estimándose que China, India y la antigua URSS tienen un 15 % cada uno de ellos. Hasta ahora solamente existe una producción significativa en Estados Unidos que alcanzó en 2006 el 46 % de la producción total de gas, estimándose que en 2030 se superará el 50 %. A continuación se describen cada una de las fuentes de gas no convencional por orden de importancia de su producción actual Arenas compactas ( tight sands ) Son yacimientos de gas contenidos en grandes acumulaciones de arenas caracterizadas por su baja permeabilidad. Los 200 Tcm de reservas recuperables se 20

22 Resumen ejecutivo concentran en Estados Unidos y Canadá (38 %), el área Asia-Pacífico (25 %) y la antigua Unión Soviética. En 2006 cerca del 30 % del gas producido en Estados Unidos tuvo esta procedencia. Sin embargo, la productividad de los pozos declina rápidamente habiéndose reducido a la mitad en una década. Para sostener la producción es necesario realizar nuevos sondeos con lo que aumentan sensiblemente los costes de producción que se han multiplicado por cuatro en sólo un quinquenio Formaciones carboníferas ( coalbed methane CBM) El metano producido en formaciones carboníferas se encuentra en su mayor parte en yacimientos en los que, por su profundidad, no puede extraerse el carbón con minería convencional o en carbones pobres más superficiales que no justifican su extracción. En las minas de carbón, el metano es un peligro por el riesgo de explosión (grisú) y origina un problema medioambiental si va a la atmósfera. Para la extracción del metano de las formaciones carboníferas se utiliza la misma técnica que en los hidrocarburos convencionales en los que, si dichas formaciones son muy compactas, se requiere realizar fracturación hidráulica para mejorar la productividad. El agua contenida en los poros debe ser extraída antes que el gas, lo cual complica el proceso productivo. La contribución del metano procedente del carbón esta creciendo rápidamente en Estados Unidos. Los avances en la definición de la formación carbonífera mediante la utilización de sísmica 3D, unidos a la perforación horizontal y a la fracturación hidráulica, han reducido incertidumbres sobre la estimación de las reservas y su explotabilidad comercial. La producción ha alcanzado los 50 bcm en 2008, casi el 10 % de su producción total de gas natural. La producción de CBM se está extendiendo a Canadá donde se produjeron 8,5 bcm en 2008 (5 % de la producción total) y a Australia (donde se encuentran en estudio diversos proyectos que permitirían incluso considerar su comercialización en forma de GNL), India e Indonesia. La industria de CBM se ha desarrollado poco en China a pesar de sus importantes reservas de carbón, las terceras del mundo después de Estados Unidos y Rusia, y sus escasas reservas de gas natural convencional. Pese a ello, esperan alcanzar una producción de 8,5 bcm en Rusia está desarrollando algunos proyectos experimentales, pero no tiene previsto producir CBM a corto plazo, quizás por sus importantes reservas de gas natural convencional (43 Tcm, equivalentes al 23 % de las reservas mundiales). 21

23 El petróleo y el gas natural. Situación actual y perspectivas Recientemente se está considerando el almacenamiento de CO2 en yacimientos de gas contenidos en las formaciones carboníferas, con el doble beneficio de mejorar la producción de gas y almacenar CO2. En Estados Unidos, recientes estudios indican que en carbones pobres se puede almacenar una cantidad de CO2 que es entre cinco y diez veces el metano producido Pizarras ( shale gas ) En ocasiones, existen cantidades significativas de gas natural contenidas en capas de cientos de metros de potencia y muy extendidas en regiones en las que existe petróleo o gas convencional. La baja permeabilidad de las pizarras requiere la estimulación con fracturación hidráulica. Con las mejoras recientes en la producción de este gas, el factor de recuperación se ha incrementado considerablemente, llegando incluso al 50 %. Las reservas in situ se estiman en 450 Tcm y las recuperables en 180 Tcm, de las que el 35 % se encuentran en Estados Unidos. En 2008 se produjeron en este país 31 bcm, equivalentes al 6 % de la producción total de gas Hidratos de metano Dentro del gas natural no convencional se pueden incluir los hidratos de metano que se encuentran en estado sólido en ciertos sedimentos marinos sometidos a altas presiones y bajas temperaturas, por ejemplo, en el offshore de las regiones árticas. Las reservas teóricas son enormes pero no existen todavía técnicas que permitan su explotación comercial. 4. La cadena del petróleo 4.1. El transporte del petróleo El petróleo, a diferencia del gas natural, se transporta sin dificultad por vía marítima a grandes distancias. También se transporta por oleoducto, preferentemente entre países vecinos o en el interior de un país. Existen en el mundo km de oleoductos, de los que km están en Estados Unidos. Los buques-tanque se diseñan en función del tráfico al que están destinados y su peso muerto varía desde t para tráficos cortos hasta entre y t en los VLCC ( Very Large Crude Carriers ) para transportes largos. 22

24 Resumen ejecutivo El diseño de los buques-tanque ha estado orientado a reducir los consumos energéticos y a aumentar la seguridad. El consumo por unidad energética transportada se ha reducido un 60 % en los últimos 30 años. En cuanto a la seguridad, los graves accidentes ocurridos, tales como el del petrolero Exxon Valdez en 1978, han conducido al diseño de los buques-tanque con doble casco y programas sofisticados de monitorización, alarmas y control de todo tipo para prevenir situaciones de peligro. Las compañías petroleras han pasado de tener flota propia para una gran parte de sus necesidades a tener la mayor parte de la flota contratada, adoptando sistemas de control muy exigentes para garantizar el buen estado de la misma El refino del petróleo La evolución de la demanda de productos petrolíferos, con predominio creciente de destilados ligeros y medios, obliga a construir refinerías de conversión profunda con unidades diversas tales como los FCC ( cracking catalítico en lecho fluido), hydrocracking o coquización. La mayor parte de los procesos de refino actuales se desarrollaron entre 1930 y 1960, pero desde entonces, ha habido un perfeccionamiento continuo en los materiales, las máquinas, la instrumentación y los catalizadores. Los materiales son capaces de trabajar en condiciones más severas, las máquinas son cada vez más veloces, más fiables y con mejores rendimientos y la automatización e instrumentación es cada vez más avanzada, proporcionando una gran seguridad y versatilidad a las refinerías en el aprovechamiento de materias primas y permitiendo modificar, dentro de ciertos límites, la estructura de la producción y las especificaciones de los productos. La figura 4 muestra la evolución de la estructura de la demanda mundial de productos petrolíferos. Se aprecia que el consumo de productos pesados ha descendido entre 1973 y 2008 del 40 % al 15 %, la de productos intermedios ha aumentado del 30 % al 45 % y la de productos ligeros del 30 % al 40 %. En España, el cambio ha sido aun más Figura 4. Evolución de la estructura de la demanda de productos petrolíferos (% en peso). 23

25 El petróleo y el gas natural. Situación actual y perspectivas acusado, habiendo descendido la demanda de productos pesados del 59 % al 14 % y aumentado la de productos intermedios del 22 % al 67 %. Para la conversión profunda existen diferentes estructuras de las refinerías, pero las más relevantes son FCC y coquer, hydrocracker y coquer y, por último, FCC e IGCC (gasificación de productos pesados y generación de electricidad en un ciclo combinado). A título de comparación, el cuadro 6 muestra la estructura aproximada de la producción de tres refinerías con conversión profunda, alimentadas con un petróleo Arabia Ligero. Además, el IGCC de tamaño medio produce del orden de GWh/año. Cuadro 6. Estructura de la producción de tres refinerías FCC Hydrocracker FCC Coquer Coque IGCC Productos ligeros, % Productos medios, % Productos pesados, % Total Autoconsumos y mermas, % 6,5 6,8 19,7 Se aprecia que la configuración segunda se adapta mejor a la estructura de la demanda española, especialmente utilizando crudos algo más pesados que el Arabia Ligero. El futuro del refino seguirá evolucionando en la línea de abastecer el sector del transporte, en el que es prácticamente irremplazable, y alimentar las plantas petroquímicas, mientras que la demanda de fuelóleos seguirá disminuyendo al ser sustituido por otras energías (gas natural, carbón, nuclear, renovables). Como orden de magnitud de la inversión en una refinería de conversión profunda, basándose en los últimos datos disponibles, puede tomarse un valor comprendido entre y $/b, sabiendo que los factores de complejidad, localización, infraestructuras, etc., pueden hacer variar estos datos de forma significativa. 24

26 Resumen ejecutivo Por tanto, para una refinería de b/d, la inversión estimada oscilaría entre y M$ de El transporte y distribución de productos petrolíferos Es el último eslabón de la cadena del petróleo, que hace llegar los productos hasta las estaciones de servicio o el consumidor final. En los productos claros consta en general de dos etapas: 1) la logística básica que transporta el producto desde las refinerías hasta las instalaciones intermedias, lo que puede hacerse por oleoducto, buque-tanque o ferrocarril, y 2) la logística capilar, que lleva los productos claros desde estas instalaciones hasta el consumidor final y se realiza en los camiones cisterna multiproducto. Los fuelóleos, que no se transportan económicamente por oleoducto, se distribuyen directamente desde las refinerías al consumidor final por medio del ferrocarril, buque-tanque o camión cisterna. El cuadro 7 establece una comparación de costes en España que tiene solamente un valor indicativo. Cuadro 7. Costes de la logística de hidrocarburos Céntimos de x t x Km Buque 0,6-3,6 en función de tamaño El sistema logístico español es uno de los mejores del mundo. La figura 5 refleja la red de oleoductos de la Compañía Logística de Hidrocarburos (CLH), que con sus km de longitud, conecta por tubería las ocho Oleoducto Ferrocarril Camión cisterna 1,2-2,4 en función de diámetro 5,0-7,0 3,6-5,7 refinerías peninsulares, con 36 instalaciones de almacenamiento intermedio. La incorporación de los biocarburantes a la red logística está haciendo necesaria la adaptación de sus instalaciones para adecuarlas a sus propiedades específicas. Dos instalaciones costeras en la Península se abastecen por buque-tanque al no estar justificada económicamente la construcción de un oleoducto desde la refinería más próxima. La existencia de una red unificada de estas características fue posible porque el Monopolio de Petróleo, extinguido en 1992, centralizaba la distribución de productos petrolíferos, lo que, consecuentemente, permitía la optimización de todo el sistema. Actualmente hay logísticas ajenas a CLH, pero prácticamente todos los operadores utilizan esta red que trabaja con todos ellos en condiciones no discriminatorias. 25

27 El petróleo y el gas natural. Situación actual y perspectivas Figura 5. Red logística de CLH El margen de la cadena del petróleo Es la diferencia entre el valor de realización de los productos y el coste de la materia prima, más los costes variables. A título de ejemplo, el cuadro 8 muestra el margen de una refinería peninsular con conversión media-avanzada para un crudo procedente de Irán en cinco momentos distintos. Se han elegido fechas en las que el precio del crudo FOB fue prácticamente el mismo. Se aprecia una volatilidad importante. La presente crisis económica española y mundial repercute en una menor demanda de productos petrolíferos y una menor utilización de la capacidad de refino a la que son muy sensibles los márgenes. En la OCDE, la utilización de la capacidad de refino en marzo de 2009 era del 80 % frente a casi el 90 % en Para la optimización del margen de refino se construyen modelos con miles de ecuaciones e inecuaciones obteniendo por programación lineal la solución que 26

28 Resumen ejecutivo Cuadro 8. Evolución márgenes de refino Mayo 09 Oct 08 Abril 07 Sep 06 Ag 05 Precio Crudo FOB $/b 59,35 60,31 60,43 57,92 61,53 Flete $/b 0,87 1, 83 1,30 1,53 1,07 Costes adicionales $/b 0,70 0,66 0,69 0,66 0,63 Total costes 60,92 62,80 62,42 60,11 63,23 Realización productos 60,34 57,68 66,90 62,61 73,16 Margen -0,58 5,88 4,48 2,50 9,93 maximiza una función económica (función objetivo) que representa el margen bruto sobre materias primas y costes variables. 5. La cadena del gas natural El transporte del gas por gasoducto no presenta dificultades. Sin embargo, para largas distancias entre continentes solamente puede transportarse en forma de gas licuado (GNL). El transporte por tubería se realiza en estado gaseoso y es considerablemente más caro que el transporte de petróleo o productos petrolíferos. La razón es doble: por un lado, los gasoductos deben soportar presiones altas, entre 60 y 80 bar, pudiendo superar en el futuro los 100 bar; por otro, el contenido energético por unidad de volumen en los gasoductos es aproximadamente la cuarta parte del contenido de los oleoductos. La red de gasoductos en el mundo supera el millón de kilómetros. El gas natural tiene una temperatura crítica de 82,5 ºC, por encima de la cual la licuación no es posible, y una presión crítica de 45,8 bar. A la presión atmosférica, el gas natural, para ser licuado, debe enfriarse a 161 ºC, ocupando un volumen 600 veces inferior al que ocupa en estado gaseoso a la presión atmosférica. La cadena de GNL tiene tres eslabones: plantas de licuación en origen, barcos metaneros para el transporte y plantas de regasificación en destino. 27

29 El petróleo y el gas natural. Situación actual y perspectivas 5.1. Plantas de licuación El enfriamiento del gas natural para su licuación se realiza por contacto con otro fluido más frío o por expansión de otro gas (efecto Joule-Thompson). En este caso, que es el adoptado en las grandes instalaciones de licuación, pueden utilizarse varios gases refrigerantes en cascada, por ejemplo el propano hasta 40 ºC, el etileno hasta 100 ºC y el metano hasta 161 ºC. Las inversiones que requieren estas plantas son muy importantes y también los consumos propios que empezaron siendo del 15 % de la alimentación y actualmente se sitúan en torno al 10 %. Las inversiones dependen de que haya o no infraestructuras preexistentes y de las características del suelo. En Qatar, entre 2009 y 2010 han entrado o entrarán en servicio 5 trenes de licuación de 10,8 bcm cada uno, con una inversión media de M$ por tren, utilizando todos ellos infraestructuras comunes. En cambio, el tren de licuación de 6 bcm que se está construyendo en Pampa Melchorita (Perú), en un lugar de geografía complicada y sin infraestructuras previas, la inversión prevista asciende a M$, es decir 0,58 $/m 3 frente a 0,43 $/m 3 en Qatar. El coste de la licuación se sitúa en el entorno de los 3,0 a 4,5 $/MBtu (8,4 a 12,6 c$/m 3 ). 5.2 El transporte El transporte marítimo se realiza en buques de doble casco especialmente diseñados para transportar GNL a 161 ºC y a la presión atmosférica. La densidad de la carga es de 0,47 aproximadamente, equivalente al 55 % de la densidad de un petróleo de 34º API. Por otra parte, la inversión duplica la de un petrolero de similares características y todo ello hace que el transporte de GNL sea más caro que el del petróleo, situándose entre 0,8 y 1,5 $/MBtu (2,2 a 4,2 c$/nm 3 ). El tamaño de los metaneros ha aumentado a lo largo de los años, alcanzando su valor máximo de m 3 en el que entró en operación en marzo de 2009 para el transporte de GNL procedente de Qatar. La propulsión de los metaneros utiliza como combustible en un % los vapores que se generan durante el transporte (0,1 % a 0,15 % del volumen transportado por día) y el resto con búnker marino. Cuando el precio del gas es elevado, el transporte de GNL se realiza íntegramente con bunker marino. 28

30 Resumen ejecutivo 5.3. Plantas de regasificación El extremo de la cadena son las plantas de regasificación, utilizando como fuente de calor el agua de mar o la combustión de una parte del gas. En este último caso, el autoconsumo es del orden del 1,5 % al 2,0 % del gas emitido. El coste de almacenamiento y regasificación se sitúa entre 0,4 y 0,8 $/MBtu (1,1 y 2,2 c$/nm 3 ). Por tanto, el coste total unitario de la cadena de licuación, transporte marítimo, regasificación y almacenamiento en origen y en destino varía entre 4,2 y 6,8 $/MBtu o entre 11,8 y 19,0 c$/nm 3. En la cadena de GNL, el coste unitario inicial es muy alto, pero aumenta lentamente por cada kilómetro adicional recorrido dado que sólo debe soportar los costes variables marginales del transporte marítimo, mientras que en el transporte por gasoducto, los costes iniciales son más bajos pero crecen más rápidamente con la distancia por incluir el coste fijo de cada kilómetro adicional. La distancia de indiferencia puede ser de 800 km si la comparación se realiza con gasoductos marinos o km si se realiza con gasoductos terrestres. En 2008 se transportaron entre países 588 bcm por gasoductos y 227 bcm en forma de GNL, lo que representa el 20 % y el 8 % respectivamente del consumo mundial de gas natural. También el almacenamiento de petróleo o productos petrolíferos es mucho más sencillo y barato que el de gas natural. En España, a finales de 2007, el stock de crudo ascendía a 7,02 Mt y el de productos a 11,43 Mt, totalizando 18,45 Mt. La legislación española establece unas existencias mínimas de seguridad de 90 días de consumo de productos petrolíferos para cada uno de los tres grupos: gasolinas, destilados medios (queroseno y gasóleo) y fuelóleos, computándose las materias primas por sus rendimientos equivalentes en los tres grupos anteriores. En el caso del gas natural, por las dificultades de su almacenamiento en superficie y subterráneo la capacidad de almacenamiento útil asciende en las segundas a 1,7 bcm (Serrablo, Gaviota y Marismas) y la existente en las plantas de regasificación a 1,5 bcm, totalizando 3,2 bcm, equivalentes al consumo de 30 días. La media del gas almacenado es menor por las fluctuaciones en los depósitos de superficie. La figura 6 refleja las plantas de regasificación existentes en España, la capacidad de almacenamiento de cada una de ellas y la red básica de transporte. Existen 6 plantas de regasificación en operación y otra en construcción. La red de gasoductos tiene una longitud superior a los km. La existencia de estas plantas en 29

31 El petróleo y el gas natural. Situación actual y perspectivas Figura 6. Red básica de gas natural en España. España, frente a 9 en operación y 2 en construcción en el resto de Europa dan a nuestro país una gran versatilidad en el abastecimiento de gas natural. En 2008 se importaron en España 10,9 bcm por gasoducto y 28,7 bcm como GNL, cantidad esta última algo superior a la totalidad del GNL recibido en el resto de la UE. 6. El futuro de los hidrocarburos La AIE en su escenario de referencia del World Energy Outlook 2008, prevé la siguiente evolución del consumo de energía primaria y de las emisiones de CO2 (cuadro 9). 30